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El rumbo del mercado eléctrico ibérico durante 2022 estuvo condicionado por múltiples circunstancias: tanto el mecanismo de ajuste de los costes de producción (la llamada «excepción ibérica»), como el contexto económico mundial -influenciado por la inflación-, que se sumaron a la continua integración de las energías renovables en el mix de generación y a la contingencia energética derivada de la situación geopolítica actual. Además, el COVID mantuvo parte del protagonismo que había adquirido durante los años anteriores.
A continuación, presentaremos un análisis de la evolución del mercado eléctrico ibérico —centrándonos especialmente en la zona española— en el marco descrito anteriormente para 2022 en comparación con el año anterior.
Volumen económico récord a pesar de la disminución de la energía negociada
En cuanto al volumen económico, 2022 marcó un máximo histórico en las compras negociadas en los mercados diarios e intradía: 51.149 millones de euros (un 69,2% más que en 2021); 41.164 millones de euros en la zona española y 9.985 millones de euros en la zona portuguesa. Es importante destacar que este logro se debió al aumento de los precios del mercado, a pesar de la caída de la cantidad total de energía intercambiada, que fue de 257,8 TWh (un 3,4% menos que en 2021).
El precio medio anual final de la demanda del sistema eléctrico español en 2022 fue de 204,50 €/MWh, lo que supone un récord (+72,3%) a pesar de la disminución de la demanda nacional de barras colectoras, 235.459 GWh (-2,9%).
El impacto en los tenedores de unidades del coste del mecanismo de ajuste fue de 6.663 millones de euros (incluidos en los 51.149 millones de euros de volumen económico total antes mencionados), con un valor medio de 72,93 €/MWh.
Aunque casi la totalidad de la generación eléctrica española provino de energías renovables y nucleares —y las centrales eléctricas de carbón solo contribuyeron con el 2,8% al mix de generación—, el ciclo combinado aumentó un 227,2% y contribuyó con el 18,4% de la generación. En la zona portuguesa, los valores fueron similares, aunque con descensos más limitados en general, con una notable contribución del carbón del 0%.
Mercado diario
El mercado diario siguió siendo el principal mercado de MIBEL: del total de 257,8 TWh negociados en 2022 en los mercados en los que operaba OMIE, 226,8 TWh pertenecían a la DAM. Estos datos representaron un 1,6% menos que en 2021, correspondiendo 174,7 TWh (-1%) a España y 52,1 TWh (-3,3%) a Portugal.
A diferencia de la energía negociada, los precios aumentaron de forma extraordinaria: el precio medio del mercado diario del MIBEL fue de 167,72 €/MWh, lo que se tradujo en un crecimiento del 49,8% en comparación con 2021. Si tenemos en cuenta los mercados nacionales, este precio fue de 167,53 €/MWh en España (+49,7%) y de 167,9 €/MWh en Portugal (+49,9%).
Las principales tecnologías consideradas al marcar el precio marginal fueron la hidráulica, la de ciclo combinado y el grupo de biomasa-cogeneración-residuos, con un 37,8%, un 29,4% y un 13,2%, respectivamente.
Vale la pena señalar que, el 10 de mayola En 2022, el precio máximo de oferta para todas las zonas que participan en el SDAC se estableció en 4.000 €/MWh. El 15 de juniola, el mecanismo de ajuste entró en vigor y su impacto en el mercado aún se debate en la actualidad.
Mercado de subastas intradía
En el mercado de subastas intradía, el precio medio fue de 167,21 €/MWh, un 0,3% inferior al del DAM.
2022 fue crucial para la hoja de ruta y el diseño de las nuevas IDA, que se implementarán en 2024.
Mercado continuo intradía
El mercado continuo intradía, que tuvo una tendencia de negociación estable durante todo el año, alcanzó un máximo de 782,4 GWh negociado en abril del año pasado. El precio medio se elevó a 174,92 €/MWh, un 4,3% más que el de la DAM [Haga clic en el banner de abajo para leer más]
Fernando Ruiz es un profesional experimentado en el sector energético, con más de 20 años de experiencia en análisis del mercado eléctrico, pronósticos a largo plazo y modelos numéricos. Se especializa en la creación de valor mediante la predicción de sistemas de energía. Fernando ha desarrollado herramientas avanzadas de cartera para calibrar los análisis de escenarios de precios de energía para la toma de decisiones a nivel ejecutivo. Cuenta con una dilatada experiencia en el seguimiento y análisis de la legislación en materia energética. Actualmente, se encarga de adaptar los modelos de planificación energética y recopilar datos relevantes, garantizando que las organizaciones tengan la información necesaria para abordar las complejidades del panorama energético de manera eficaz.
